改革開放以來我國電價改革不斷推進。改革開放前煤價、電價水平基本穩(wěn)定，1950 年煤炭價格11 元/噸，1978 年16.15 元/噸。這段時期全國平均售電價格也只上漲2.8%。改革開放初期電價漲幅遠落后于上游燃料價格，1979—1984年煤炭價格平均上升52%，銷售電價僅上漲4.8%。20 世紀90 年代以來多項電價法規(guī)陸續(xù)出臺，我國的電價體制改革有望在09 年取得重大突破。

    現階段電價體系存在缺陷。目前我國的電價形成機制仍是政府主導，輸配環(huán)節(jié)改革進展緩慢，銷售電價中的交叉補貼現象嚴重。電價水平總體偏低，根據國際能源署統計，2007 年我國銷售電價約占國際平均價格的50.2%，工業(yè)電價約占國際平均價格的64.5%，總體來講屬于偏低水平。

    現階段加快電價改革非常必要。加快電價改革來疏通整體產業(yè)鏈價格體系，有利于將一次能源價值充分傳導至下游。同時目前我國經濟正處于底部徘徊階段，非常有利于推進電價改革。首先，過去幾年裝機容量的大幅增長以及現階段電力需求的相對萎靡使得電力供給總體上處于富裕狀態(tài)，此時進行電價改革引起市場劇烈波動的可能性很小；其次，經濟減速階段也是調整產業(yè)結構、淘汰落后產能的最佳時期，在這方面沒有比資源價格改革更為合適的市場化工具；最后，經濟復蘇的決定性因素在于需求非成本，因此我們認為現階段推進電價改革不會對經濟的復蘇產生負面影響，還將有利于我國經濟長期的健康發(fā)展。

    國際電價改革為我國提供寶貴經驗。隨著電力市場化改革的推進，政府壟斷定價的主導模式逐漸減少、弱化、甚至消失。當前，國際通行的電力市場定價模式主要由三種：庫聯營模式、雙邊交易模式、多邊交易模式。其中庫聯營模式側重發(fā)電側競爭，雙邊交易模式將需求方納入定價機制，多邊交易模式是電力市場發(fā)展的高級階段。我們認為俄羅斯、日本電價改革方案值得我國借鑒。

    09 年我國電價改革進度將加快，我們認為以大用戶直供和推進電力雙邊交易為突破口來進行改革是可取之路。隨著4 萬億經濟刺激計劃的不斷實施，將不可避免的又走上高耗能擴張的老路。為了使國內經濟既能渡過危機又能實現轉型，盡可能把負面影響降到最低，我們認為要素價格改革會配套推出。此外，我們認為國家制定的CPI 3%—4.8%的調控目標也已經為要素價格改革預留了空間。短期措施：調銷售電價+理輸配電價+推廣直購電；中期進一步完善上網電價形成機制；長期來看實現合約為主現貨為輔的電價模式。

     維持電力行業(yè)“看好”評級，關注電網類、水電類上市公司。基于三季度末上調銷售電價的判斷，我們建議關注擁有電網資源的上市公司。如果按照08 年8月20 日上網電價的上調幅度測算，業(yè)績彈性最大的公司為郴電國際、涪陵電力、桂東電力。結合目前估值水平，我們推薦文山電力、郴電國際、涪陵電力、明星電力。而大用戶直供大規(guī)模推開，電價的形成機制相對市場化，目前水電價格相比火電低30%以上的特征，使得未來水電價格具備優(yōu)勢，向上調整的空間很大，更能體現其資源價值�？春瞄L江電力、國電電力、國投電力、桂冠電力水電占比高的上市公司。